|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
416-428 |
Компьютерное моделирование подъема и опускания резервуара при восстановлении высотных отметок фундамента
В. И. Суриков a, М. В. Лиховцев a, А. А. Катанов a, А. Н. Задумин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-416-428
Аннотация: Восстановление проектного положения вертикальных стальных резервуаров выполняется методом подъема и относится к наиболее трудоемким видам ремонта. Подъем и опускание резервуара осуществляются с использованием подъемных устройств после проведения мероприятий по обеспечению устойчивости и неизменности формы резервуарных конструкций путем установки временных усиливающих элементов. При полной замене и выравнивании фундамента или упрочнении грунта основания высотные отметки, на которых располагается окрайка, приводят в соответствие с проектными величинами, при этом возникает проблема оценки остаточных деформаций в узле сопряжения стенки и днища после опускания резервуара на восстановленное основание. С целью анализа напряженно-деформированного состояния при восстановлении высотных отметок фундамента и прогнозирования результатов ремонта после удаления элементов жесткости и определения участков стенки и окраек днища, подлежащих замене, разработана компьютерная модель процесса подъема и опускания вертикального стального резервуара. В рамках исследования рассмотрены основные методы подъема резервуаров при ремонте фундаментов, проанализированы публикации, посвященные компьютерному моделированию данного процесса. Приведены результаты компьютерного моделирования подъема-опускания РВС-20000 при выполнении ремонтных работ. По результатам выполненных исследований разработан автоматизированный программный модуль по построению компьютерной модели и расчету НДС стенки и окрайки при подъеме и опускании резервуара на отремонтированный фундамент, предназначенный для специалистов проектных организаций, выполняющих проекты производства работ на ремонт вертикальных стальных резервуаров.
Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, РВС, ремонт резервуара, стенка резервуара, днище резервуара, фундамент резервуара, напряженно-деформированное состояние, ветровые нагрузки, снеговые нагрузки, подъем резервуара, подъем домкратами
Для цитирования:
Компьютерное моделирование подъема и опускания резервуара при восстановлении высотных отметок фундамента / В. И. Суриков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 416–428. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-416-428
Список литературы:↓
[1] Сооружение и ремонт резервуарных парков, терминалов и газохранилищ / Н. С. Вишневская [и др.]. Ухта, 2014. 126 с.
[2] Тарасенко А. А. Разработка научных основ методов ремонта вертикальных стальных резервуаров : дис. … докт. техн. наук. Тюмень : Тюменский государственный нефтегазовый университет, 1999. 299 с.
[3] Гурченкова А. А. Напряженно-деформированное состояние резервуаров при локальной неоднородности грунтового основания : дисс. … канд. техн. наук. Тюмень : Тюменский индустриальный университет, 2020. 134 с.
[4] Tank lifting and stabilization. Seminar manual of mix bros. Tank services. https://pdfcoffee.com/tank-lifting-and-stabilizationpdf-pdf-free.html (дата обращения: 22.01.2022).
[5] Тарасенко А. А., Чирков С. В. Промышленный эксперимент по восстановлению кольцевого фундамента вертикального стального резервуара // Фундаментальные исследования. 2014. № 9. С. 1477–1482.
[6] Тарасенко А. А., Чепур П. В. Определение действующих напряжений от подъемных устройств при ремонте фундамента резервуара // Фундаментальные исследования. 2014. № 9. С. 2421–2425.
[7] Тарасенко А. А., Чирков С. В. Численное моделирование подъема резервуара при ремонте кольцевого фундамента // Фундаментальные исследования. 2014. № 8.
C. 330–334.
[8] Тарасенко А. А., Чепур П. В., Чирков С. В. Обоснование необходимости учета истории нагружения конструкции при ремонте фундамента с подъемом резервуара // Безопасность труда в промышленности. 2014. № 5. С. 1555–1559.
[9] Тарасенко А. А., Чепур П. В. Определение действующих напряжений от подъемных устройств при ремонте фундамента резервуара // Фундаментальные исследования. 2014. № 9. С. 2421–2425.
[10] Обеспечение прочности и устойчивости стенки резервуаров при ремонте с использованием усиливающих рам жесткости / А. Н. Задумин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 152–165.
[11] Басов К. А. ANSYS: Справочник пользователя. М. : ДМК Пресс, 2005. 640 с.
[12] Мущанов В. Ф., Цепляев М. Н., Зубенко А. В. Варианты конечно-элементного моделирования элементов вертикальных цилиндрических резервуаров // Журнал теоретической и прикладной механики. 2020. № 2. С. 37–48.
|
|
429-437 |
Обзор способов транспортировки водорода по магистральным трубопроводам
С. Е. Кутуков a, А. В. Мельников b, А. И. Гольянов a, О. В. Четверткова a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-429-437
Аннотация: Целью работы является оценка технологических аспектов способов магистрального транспорта водородсодержащих продуктов по действующим нефте- и нефтепродуктопроводам. Для технико-экономического обоснования проектов в области транспорта больших объемов водородсодержащих продуктов целесообразно рассматривать четыре технологии перекачки по трубопроводам: перекачка в газообразном состоянии в чистом виде или в смеси с природным газом; транспортировка в сжиженном виде; перекачка сатурированного водорода в потоке жидких углеводородов (газонасыщенная перекачка); транспорт водорода в химически связанном состоянии. В общем виде показано, что перепрофилирование нефтепроводов под перекачку чистого водорода нецелесообразно в силу ограниченности плеча перекачки одним технологическим участком нефтепровода, а также существенных затрат на замену основного насосного оборудования. Реализация технологии перекачки водорода в сжиженном виде невозможна в силу конструктивных особенностей нефтепроводов. Энергозатраты при совместном транспорте нефти с газообразным водородом будут на порядок–два выше нормативных. Целесообразность применения жидких органических носителей водорода находится в прямой зависимости от возможности их утилизации или реверсивной доставки к месту насыщения водородом. Оптимально использовать для транспорта водородсодержащих продуктов действующую нефтетранспортную инфраструктуру позволяет перекачка водорода в химически связанном состоянии. Рассмотрены два соединения водорода – сероводород и аммиак. Показано, что аммиак как углеродно-нейтральное неорганическое водородное соединение является наиболее перспективным продуктом для магистрального трубопроводного транспорта. Лимитирующим фактором для транспортировки водорода по нефтепроводам является ограниченная протяженность технологических участков из-за высоких показателей давления насыщенных паров перекачиваемой среды. Одним из перспективных направлений развития технологий магистрального транспорта может стать разработка средств интеграции технологических участков нефтепроводов в единый коридор, позволяющий осуществлять трансконтинентальную перекачку водорода или водородсодержащих энергоносителей.
Ключевые слова: декарбонизация, зеленая энергетика, транспортировка водорода, насыщение водородом, жидкий водород, газообразный водород, водородсодержащий газ, водородная энергетика, химически связанный водород, аммиак, низкоуглеродный энергоноситель
Для цитирования:
Обзор способов транспортировки водорода по магистральным трубопроводам / С. Е. Кутуков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 429–437. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-429-437
Список литературы:↓
[1] В России нашли способ снизить цены на электричество // Lenta.ru от 11.10.2021. https://lenta.ru/news/2021/10/11/energ/?ysclid=l2ij21xq5x (дата обращения: 20.12.2021).
[2] Болгова С. Водород: подборка того, что успели сделать на ноябрь 2021 года // Хабр от 18.11.2021. https://habr.com/ru/company/leader-id/blog/589905/ (дата обращения: 18.11.2021).
[3] В «Газпроме» сочли неактуальной идею транспорта метано-водорода // Интерфакс от 06.10.2021. https://www.interfax.ru/business/795558 (дата обращения: 27.11.2021).
[4] Старцев А. Н. Водород из сероводорода: инновация в энергетике и экологии. Природоподобная технология низкотемпературной каталитической переработки сероводорода для получения водорода. Саарбрюкен : Lambert Academic Publishing, 2017. 108 с.
[5] Справочник химика. Т. 2. Л. : Ленинградское отделение изд-ва «Химия», 1964. 1167 с.
[6] Shoham O. Mechanistic modeling of gas-liquid two-phase flow in pipes. Richarddson, TX : SPE, University of Tulsa, 2006. 408 p.
[7] Веренинова О. Г. Особенности распространения и накопления сероводородсодержащих газов на юго-востоке восточно-европейской платформы // Геология нефти и газа. 1997. № 5. http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1997/05/Stat/stat03.html (дата обращения: 27.12.2021).
[8] Справочник сернокислотника / под ред. К. М. Малина. М. : Химия, 1971. 52 с.
[9] Свойства аммиака: плотность, теплоемкость, теплопроводность NН3. http://thermalinfo.ru/svojstva-gazov/neorganicheskie-gazy/svojstva-ammiaka-plotnost-teploemkostteploprovodnost (дата обращения: 27.12.2021).
[10] Химические, физические и тепловые свойства аммиака (NH3), он же холодильный агент R 717. https://tehtab.ru/Guide/GuideMedias/Ammonia/AmmoniaProperties/ (дата обращения: 27.12.2021).
[11] Воробьев Н. И. Технология связанного азота и азотных удобрений. Минск : БГТУ, 2011. 216 с.
[12] Справочник азотчика: Физико-химические свойства газов и жидкостей. Производство технологических газов. Синтез аммиака. М. : Химия, 1986. 512 с.
[13] Thomas G., Parks G. Potential roles of ammonia in a hydrogen economy. A study of issues related to the use ammonia for on-board vehicular hydrogen storage. U. S. Department of Energy, 2006. 23 p. https://www.energy.gov/sites/prod/files/2015/01/f19/fcto_nh3_h2_storage_white_paper_2006.pdf (дата обращения: 27.12.2021).
[14] Overcoming ammonia synthesis scaling relations with plasma-enabled catalysis / P. Mehta [et al.] // Nature Catalysis. 2018. Vol. 1. P. 269–275.
[15] Как устроен аммиакопровод. Трансаммиак : официальный сайт. http://transammiak.com/index.php?location=ammiak (дата обращения: 27.12.2021).
[16] Гольянов А. И., Гольянов А. А., Кутуков С. Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 156–170.
|
|
438-451 |
Распределение объема водных скоплений в профильном нефтепроводе
В. В. Жолобов a , В. Ю. Морецкий a, Р. Ф. Талипов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-438-451
Аннотация:
Введение. Имеющиеся математические модели поведения воды в эксплуатируемых нефтепроводах не учитывают возможность одновременного существования неподвижной и подвижной форм водных образований. Это ограничивает область применимости таких расчетных моделей и делает актуальной разработку обобщенных гидравлических моделей.
Методы. Применение положений многоскоростного континуума позволяет сформулировать общую математическую модель многофазной среды, которая при адаптации допускает высокую степень детализации гидравлического описания накопления и миграции воды. При этом будут сформулированы незамкнутые уравнения (балансовые законы сохранения), которые применимы к описанию формирования условно неподвижного водного скопления и миграции коалесцированной воды как в непрерывной (ручейковой), так и в дисперсно-капельной форме на технологическом участке магистрального нефтепровода. Постановка задачи сводится к конкретизации межфазного взаимодействия на основе пограничного слоя и аналогии с движением влекомых наносов в теории русловых течений.
Результаты. На основе соотношений пограничного слоя на поверхности контакта фаз и аналогового предположения о профиле продольной скорости получены расчетные зависимости для скорости среды на границе контакта, а также формулы для расчета силового взаимодействия и дисперсно-капельного массообмена. В отличие от имеющихся в научно-технической литературе вариантов замыкания здесь применен профиль скорости в циркуляционном течении воды.
Обсуждение. Полученные зависимости в общем случае содержат дополнительные параметры, подлежащие идентификации и ранжированию по степени влияния на основные гидродинамические характеристики стратифицированных течений с поправкой на разницу в диаметрах срываемых и оседающих капель. Для этого требуются данные специально поставленных стендовых и численных экспериментов.
Выводы. Представленная модель поведения воды в профильном трубопроводе сформулирована с учетом возможного волнового срыва капель с поверхности неподвижного водного скопления, полного дисперсно-капельного выноса или переноса капель на последующие участки. При практических расчетах, помимо обычной процедуры предварительной идентификации параметров однофазных моделей, дополнительно необходима идентификация параметров пограничного слоя на границе контакта фаз.
Ключевые слова: стратифицированное течение, ручейковое течение, водные скопления в трубопроводах, двухфазное течение, математическая модель течения, дисперсная фаза, гидравлическая модель
Для цитирования:
Жолобов В. В., Морецкий В. Ю., Талипов Р. Ф. Распределение объема водных скоплений в профильном нефтепроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 438–451. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-438-451
Список литературы:↓
[1] Brauner N., Maron D. Flow pattern transitions in two-phase liquid-liquid horizontal tubes // International Journal of Multiphase Flow. 1992. Vol. 18. No. 1. P. 123–140.
[2] Angeli P., Hewitt G. F. Flow structure in horizontal oil-water flow // International Journal Multiphase Flow. 2000. Vol. 26. Is. 7. P. 1117–1140.
[3] Alvarado A. S. Experiments on the droplet field in multiphase pipe flow // Doctoral Theses at NTNU. Norwegian University of Science and Technology. Trondheim, 2015. 199 p.
[4] Alkaya B. Oil-water flow patterns and pressure gradients in slightly inclined pipes // M. S. Thesis. The University of Tulsa, USA. 2000. 171 p.
[5] Kurban A. P. A. Stratified liquid-liquid flow. Thesis. Imperial College, University of London, UK. 1997. 252 p.
[6] Rodriguez O. M. H., Oliemans R. V. A. Experimental study on oilwater flow in horizontal and slightly inclined pipes // International Journal of Multiphase Flow. 2006. Vol. 32. Is. 3. P. 323–343.
[7] Lovick J., Angeli P. Experimental studies on the dual continuous flow pattern in oil-water flows // International Journal of Multiphase Flow. 2004. Vol. 30. Is. 2. P. 139–157.
[8] Wolf G. H. The dynamic stabilization of the Rayleigh-Taylor instability and the corresponding dynamic equilibrium // Zeitschrift für Physik. 1969. Vol. 227. No. 3. P. 291–300.
[9] Wolf G. H. Dynamic stabilization of the interchange instability of a liquid-gas interface // Physical Review Letters. 1970. Vol. 24. No. 9. P. 444.
[10] Григорський С. Я. Розрахунок процесу утворення водяних скупчень в магістральних нафтопроводах внаслідок зупинок перекачування // Міжнародний науковий журнал «Інтернаука». 2020. № 13. С. 46–89.
[11] Буевич Ю. А., Рабинович Л. М. Гидродинамика межфазных поверхностей: сб. статей 1979–1981. М., 1984. 210 c.
[12] Billet R. Packed towers in processing and environmental technology. New York : VCH, 1995. 382 p.
[13] Броунштейн Б. И., Щеголев В. В. Гидродинамика, массо- и теплообмен в колонных аппаратах. Л. : Химия, 1988. 336 с.
[14] Холпанов Л. П., Шкадов В. Я. Гидродинамика и тепломассообмен с поверхностью раздела. М. : Наука, 1990. 271 c.
[15] Берд Р., Стьюарт Б., Лайтфут Е. Явления переноса. М. : Химия, 1974. 688 с.
[16] Рахматуллин Х. А. Газовая и волновая динамика. М. : Изд-во МГУ, 1983. 196 p.
[17] Нигматуллин Р. И. Динамика многофазных сред. М. : Наука, 1987. 464 с.
[18] Соу С. Гидродинамика многофазных сред. М., 1971. 536 c.
[19] Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М. : Мир, 1972. 440 с.
[20] Дейч М. Е., Филиппов Г. А. Гидродинамика двухфазных сред. М. : Энергоиздат, 1981. 472 c.
[21] Бердников В. И., Левин А. М. Расчет скорости движения пузырей и капель // Теоретические oсновы химической технологии. 1980. T. 14. № 4. C. 535–541.
[22] Механика многофазных сред / А. Н. Крайко [и др.] // Итоги науки и техники. Гидромеханика. 1973. Т. 6. С. 93–144.
[23] Ривкинд В. Я. Стационарное движение слабо деформируемой капли в потоке вязкой жидкости // Записки научных семинаров Ленинградского отделения математического института АН СССР. Л. : АН СССР, 1977. T. 69. C. 157–170.
[24] К моделированию течения структурированных жидких сред / С. Ф. Урманчеев [и др.] // Современные проблемы естествознания на стыках наук. Т. 1. Уфа : Издательство УНЦ РАН, 1998. С. 164–177.
[25] Математическое моделирование установившихся расслоенных течений / А. М. Ильясов [и др.] // Труды Института механики УНЦ РАН. Т. 3. Уфа, 2003. С. 195–207.
[26] Ильясов А. М. Моделирование потерь давления на трение в трехслойных ламинарных потоках // Труды Института механики УНЦ РАН. Т. 3. Уфа, 2003. С. 208–220.
[27] Чарный И. А. Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости и газа на пропускную способность трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 1965. № 6. C. 51–55.
[28] Галлямов А. К., Байков И. Р., Аминев Р. М. Оценка скорости выноса скоплений жидкости из пониженных участков трубопроводных систем // Известия вузов «Нефть и газ». 1990. № 7. C. 73–76.
[29] О критической скорости вытеснения высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов в трубопроводах / А. К. Галлямов [и др.] // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз. 1969. Вып. 3. С. 152–154.
[30] Дидковская А. С., Воронин И. В., Левин М. С. Условия выноса скоплений воды из пониженных участков нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов: НТИС. 1997. № 12. С. 20–22.
[31] Лурье М. В. Удаление скоплений воды из трубопровода потоком перекачиваемой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 1. P. 62–69.
[32] Кутуков С. Е. Поведение воды в рельефном нефтепроводе // «Новоселовские чтения»: сборник научных трудов 2-й Международной научно-технической конференции. 2004. Вып. 2. С. 49–69.
[33] Кутуков С. Е. Проблемы построения адаптивных технологических моделей рельефного нефтепровода // Нефтегазовое дело. 2003. Т. 1. С. 45–61.
[34] Кутуков С. Е. Проблема построения технологической модели нефтепровода. Водные скопления // Нефтегазовое дело. 2004. № 2. С. 8.
[35] Кутуков С. Е., Шаммазов А. М. Гидродинамические условия существования водного скопления в нефтепродуктопроводе // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С. 68–75.
[36] Галлямов А. К., Губин В. Е. Влияние скоплений воды и газа на эксплуатационные характеристики магистральных трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М. : ВНИИОЭНГ, 1970. 43 с.
[37] Шаммазов A. M., Галлямов А. К. О распределении скоростей потока при наличии скоплений газа или воды в повышенных и пониженных участках трассы трубопровода // Труды ВНИИСПТнефть. 1972. Вып. 10. С. 52–57.
[38] Шаммазов A. M., Галлямов А. К., Коробков Г. Е. О скоплениях газа и жидкости в трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ. 1972. № 8. С. 82–87.
[39] Al-Safran E. Two-phase flow in a hilly-terrain pipeline // TUFFP report. Advisory Board Meeting. 2000. Nov. 16. P. 121–145.
[40] Al-Safran E. Two-phase flow in hilly terrain pipelines // Semiannual Report TUFFP. Tulsa, 1999. P. 145–153.
[41] Alkaya B. Oil-water flow patterns and pressure gradients in slightly inclined pipes // Semiannual Report TUFFT. Tulsa, 2001. May. P. 105–150.
[42] Scott S. L. Modeling slug growth in pipelines [dissertation of Cand. Sci. (Eng.)]. The University of Tulsa, 1987. 241 p.
[43] Taitel Y., Dukler A. E. A model of prediction flow regime of transitions in horizontal and near horizontal gas-liquid flow // American Institute of Chemical Engineers. 1976. No. 22. P. 47–55.
[44] Лаптев А. Г. Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов. Казань : КГЭУ, 2007. 500 с.
[45] Белоножко Д. Ф., Григорьев А. И. К формулировке теории пограничного слоя, связанного с волновым движением на свободной поверхности жидкости // Журнал технической физики. 2007. Т. 77. Вып. 8. С. 19–28.
[46] Taitel Y., Barnea D., Brill J. P. Stratified three phase flow in pipes // International Journal of Multiphase Flow. 1995. Vol. 21. No. 1. P. 53–60.
[47] Brauner N., Rovinsky J., Moalem Maron D. Determination of the interface curvature in stratified two-phase systems by energy considerations. International Journal of Multiphase Flow. 1996. Vol. 22. Is. 6. P. 1167–1185.
[48] Шаповалов В. М. Математическое моделирование процессов переноса : Учебное пособие. Волгоград, 2004. 183 с.
[49] Васильев О. Ф. Основы механики винтовых и циркуляционных потоков. М.–Л. : Госэнергоиздат, 1958. 144 с.
[50] Chun M.-H., Sung C.-K. Onset of slugging criterion based on characteristics and stability analyses of transient onedimensional two-phase flow equations of two-fluid model // International Journal of Heat and Mass Transfer. 1996. Vol. 23. No. 4. P. 473–484.
[51] Карелин А. Е., Светлаков А. А. Задача идентификации параметров математических моделей оборудования магистральных нефтепроводов и методы ее решения // Средства и системы автоматизации: проблемы и решения. Материалы 10-й научно-практической конференции. Томск : ЭлиСи, 2009. С. 71–75.
[52] Бойко В. И. Прогнозирование и предотвращение внутренней коррозии нефтепроводов // Деловой журнал Neftegaz.ru. 2017. № 8. С. 37–40.
|
|
452-460 |
Совершенствование методики определения времени безопасной остановки нефтепровода при перекачке смеси высоковязких и высокозастывающих нефтей
П. В. Федоров a, В. О. Некучаев b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-452-460
Аннотация: Вопросы обеспечения гарантированного запуска магистрального нефтепровода после остановки становятся все более актуальными вследствие нарастания в объеме транспортировки доли тяжелых и высокозастывающих нефтей. Целью настоящей работы является совершенствование методик расчета времени безопасной остановки нефтепровода с учетом свойств реально транспортируемых нефтей, технологических условий пуска и остановки трубопровода, технических параметров ротационных вискозиметров. Проведены исследования распределения температуры нефти по длине участка трубопровода и по определению реологических свойств нефти в соответствии с принятыми расчетными методиками. В качестве исследуемой среды использована смесь высокопарафинистой и малопарафинистой нефтей. Разработан усовершенствованный подход к определению статического напряжения сдвига, позволивший повысить точность расчетов пускового давления, требуемого для возобновления перекачки, и, соответственно, времени безопасной остановки трубопровода. Корректность предложенной методики подтверждена серией испытаний на теплогидравлическом стенде, моделирующих остановку нефтепровода, охлаждение нефти, возобновление перекачки.
Ключевые слова: время безопасной остановки, остановка перекачки, высокозастывающая нефть, температура застывания, напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, пусковое давление
Для цитирования:
Федоров П. В., Некучаев В. О. Совершенствование методики определения времени безопасной остановки нефтепровода при перекачке смеси высоковязких и высокозастывающих нефтей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 452–460. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-452-460
Список литературы:↓
[1] Дегтярев В. Н. Вопросы пуска нефтепровода с парафинистой нефтью после его длительной остановки // Обзорная информация. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М. : РНТС, ВНИИОЭНГ, 1982. 61 с.
[2] Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
[3] Некучаев В. О., Ляпин А. Ю., Михеев М. М. Методика и результаты исследования статического напряжения сдвига парафинистых нефтей Тимано-Печорской провинции с помощью реометра с контролируемой скоростью сдвига // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2018. № 4. С. 18–25.
[4] Губин В. Е., Гостев Н. М., Тонкошкуров Б. А. Гидравлический расчет трубопроводов при неизотермическом течении вязкопластичных нефтей // Труды ВНИИСПТнефть. 1975. № 12. C. 30–33.
[5] Шутов А. А. Тепловые потери подземного изолированного «горячего» трубопровода // Технико-экономические вопросы трубопроводного транспорта. 1982. С. 60–65.
[6] Методика определения реологических свойств нефти и выбора модели течения. Уфа : ИПТЭР, 2005. 273 с.
[7] Сюняев З. И., Сафиева Р. З., Сюняев Р. З. Нефтяные дисперсные системы. М. : Химия, 1990. 226 с.
[8] Туманян Б. П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. М. : Техника, 2000. 336 с.
[9] Vinay G., Wachs A., Agassant J. F. Numerical simulation of weakly compressible Bingam flows. The restart of pipeline flows of waxy crude oils // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. 2006. No. 136. P. 93–105.
[10] Gui X. G., Zhang J. J. Determination of thermal influence zone of buried hot pipeline on steady operation // Journal of the University of Petroleum. 2004. No. 28(2). P. 75–78.
|
|
Сварка |
|
461-469 |
Моделирование распределения температурных полей и напряжений в сварном соединении с применением ANSYS
А. Г. Палаев a , В. В. Носов a, b, А. А. Красников a
a Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Россия, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2
b Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, 195251, Россия, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, 29
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-461-469
Аннотация: Прогнозирование напряженно-деформированного состояния трубопровода в зоне сварных соединений имеет важнейшее значение для решения задач по обеспечению его надежной и безопасной эксплуатации. С целью создания систем прогнозирования качества сварных соединений и оптимизации управления сварочным производством в настоящее время широко используется компьютерное моделирование сварочных процессов. При этом по причине существенной сложности указанных процессов их описание математическими зависимостями крайне затруднительно, и распространенной практикой является применение упрощенных моделей, что часто приводит к значительным расхождениям результатов расчетов с экспериментальными данными, полученными на реальных трубопроводах. Авторами поставлена цель по созданию простой и точной модели распределения тепловых полей и напряжений в сварном соединении, которая может быть применена для каждой марки стали и любой геометрии сварного шва. Для моделирования использовался программный продукт ANSYS Workbench. По результатам был разработан подход, позволяющий создавать достаточно точные цифровые модели распределения тепловых полей и напряжений в зоне сварного соединения без проведения моделирования микроструктурных преобразований, возникающих вследствие фазовых переходов. Верификация цифровой модели показала ее хорошую сходимость с экспериментальными данными – расхождение значений составило не более 2 %.
Ключевые слова: компьютерное моделирование, распределение напряжений, распределение температурных полей, метод конечных элементов, напряженно-деформированное состояние
Для цитирования:
Палаев А. Г., Носов В. В., Красников А. А. Моделирование распределения температурных полей и напряжений в сварном соединении с применением ANSYS // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 461–469. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-461-469
Список литературы:↓
[1] Goldak J. A., Akhlaghi M. Computational welding mechanics // Springer US. 2005. 322 p.
[2] Lindgren L.-E. Computational welding mechanics – thermomechanical and microstructural simulations // Woodhead Publishing in Materials. 2007. 231 p.
[3] Knoedel P., Gkatzogiannis S., Ummenhofer T. Practical aspects of welding residual stress simulation // Journal of Constructional Steel Research. 2017. Vol. 132. P. 83–96.
[4] Gkatzogiannis S., Knoedel P., Ummenhofer T. FE welding residual stress simulation: influence of boundary conditions and material models // Submitted to EuroSteel 2017. 8th European Conference on Steel and Composite Structures. Copenhagen, Denmark. 2017. P. 243–252.
[5] Koistinen D. P., Marburger R. E. A general equation prescribing the extent of the austenite-martensite // Acta Metallurgica. 1959. No. 7. P. 59–61.
[6] Andersson B. Thermal stresses in a submerged-arc welded joint considering phase transformations // Journal of Engineering Material and Technology. 1978. Vol. 100. Is. 4. P. 356–362.
[7] Leblond B., Devaux J. A new kinetic model for anisothermal metallurgical transformations in steels including effect of austenite grain size // Acta Metallurgica. 1984. No. 32. P. 137–146.
[8] Karkhin V. A., Pilipenko A. Y. Modelling thermal cycles in the weld metal and the heat affected zone in beam methods of welding thick plates // Welding International. 1997. Vol. 11. No. 5. P. 401–403.
[9] Буклешев Д. О. Влияние и величина напряжений в околошовной зоне сварных стыков на прочностные характеристики и срок эксплуатации трубопроводов // Коррозия территории нефтегаз. 2016. № 2. C. 30–35.
[10] Alian A. R., Shazly M., Megahed M. M. 3D-finite element modeling of in-service sleeve repair welding of gas pipelines // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2016. Vol. 146. P. 216–229.
[11] Estimation of the influence of compressed hydrogen on the mechanical properties of pipeline steels / V. I. Bolobov [еt al.] // Energies. 2021. Vol. 14. No. 19. P. 6085–6085.
[12] Двойников М. В., Будовская М. Е. Разработка углеводородной системы заканчивания скважин с низкими забойными температурами для условий нефтегазовых месторождений Восточной Сибири // Записки Горного института. 2022. Т. 253. № 1. С. 12–22.
[13] Experimental investigation on the subsurface stress distributions in specimens with different strengths after ultrasonic impact treatment / C. Liu [et al.] // Journal of Mechanical Science and Technology. 2021. No. 35. P. 2123–2129.
[14] Residual stress in a restrained specimen processed by postweld ultrasonic impact treatment / C. Liu [et al.] // Science and Technology of Welding and Joining. 2019. Vol. 24. Is. 3. P. 193–199.
[15] Fatigue properties of welded Strenx 700 MC HSLA steel after ultrasonic impact treatment application / F. Novy [et al.] // Materials Today: Proceedings. 2020. Vol. 32. No. 2. P. 174–178.
[16] Residual stress variation in a thick welded joint after ultrasonic impact treatment / C. Liu [et al.] // Science and Technology of Welding & Joining. 2016. Vol. 21. Is. 8. P. 624–631.
[17] Measurement of residual stress in arc welded lap joints by cos a, x-ray diffraction method / J. Lin [et al.] // Journal of Materials Processing Technology. 2017. Vol. 243. P. 387–394.
[18] Yuan K., Sumi Y. Simulation of residual stress and fatigue strength of welded joints under the effects of ultrasonic impact treatment (UIT) // International Journal of Fatigue. 2016. Vol. 92. No. 1. P. 321–332.
[19] Kou S. Welding metallurgy. Hoboken, New Jersey, 2003. 461 p.
[20] Experimental and numerical simulation to study the reduction of welding residual stress by ultrasonic impact treatment / J. Chen [et al.] // Materials. 2019. Vol. 13. Is. 4. P. 837–851.
[21] Hemmesi K., Farajian M., Boin M. Numerical studies of welding stresses in tubular joints and experimental validations by means of x-ray and neutron diffraction analysis // Materials and Design. 2017. No. 126. P. 339–350.
[22] Grigorev E., Nosov V. Improving quality control methods to test strengthening technologies: A multilevel model of acoustic pulse flow // Applied Sciences (Switzerland). 2022. Vol. 12. No. 9. P. 4549.
[23] Tang L., Zheng J. Numerical simulation of residual stresses in welding and ultrasonic impact treatment process // Selection of Our Books. 2017. No. 45. P. 480–500.
[24] Пономарев А. И., Юсупов А. Д. Оценка влияния касательного напряжения на стенке технологических трубопроводов газоконденсатного месторождения на интенсивность углекислотной коррозии // Записки Горного института. 2020. Т. 244. С. 439–447.
[25] Болобов В. И., Попов Г. Г. Методика испытаний трубопроводных сталей на стойкость к «ручейковой» коррозии // Записки Горного института. 2021. Т. 252. № 6. С. 854–860.
[26] Gafarova V. A., Kuzeev I. R., Schipachev A. M. Investigation of the magnetic nanoparticles interaction on inert carriers // Key Engineering Materials. 2020. Vol. 854. No. 1. P. 80–86.
[27] Schipachev A. M., Mukhamadeev I. G., Mukhamadeev V. G. The study of the elemental composition in the surface layers of the cutting tool with composite nanostructured coating // Materials Today: Proceedings. 2020. Vol. 19. No. 5. P. 2401–2404.
[28] A study of limonite ore hydrotransport conditions for the Moa–East deposit / A. M. Vega [et al.] // Обогащение руд. 2019. Т. 2. С. 55–60.
[29] Evaluation of pollutant emissions into the atmosphere during the loading of hydrocarbons in marine oil tankers in the Arctic Region / V. G. Fetisov [et al.] // Journal of Marine Science and Engineering. 2020. Vol. 8. No. 11. P. 912–917.
|
|
Защита от коррозии |
470-479 |
Исследование долговечности антикоррозионных покрытий для защиты причальных сооружений
П. О. Ревин a, А. В. Макаренко a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-470-479
Аннотация: С целью изучения стойкости защитных покрытий стальных конструкций при эксплуатации систем электрохимической защиты на причальных сооружениях проведены лабораторные и стендовые испытания. Образцы трех систем антикоррозионных покрытий на основе лакокрасочных материалов наносились на образцы, которые в составе испытательного стенда устанавливались на объектах портовой инфраструктуры ООО «Транснефть – Порт Козьмино» в зоне переменного погружения и брызг, а также в зоне морской атмосферы. Исследовались группы образцов, подключенные и не подключенные к электрохимической защите. По результатам двухлетнего мониторинга и последующих повторных испытаний получены данные о влиянии защитных токов на свойства покрытий. Установлено, что ударная прочность покрытий, подвергшихся агрессивному влиянию морской воды, возрастает с течением времени – это связано с дополнительной полимеризацией и процессами отверждения. Диэлектрические свойства покрытий, выдержанных в воде, ухудшаются относительно исходных показателей, но остаются в пределах нормативных значений. Таким образом, показано, что применение электрохимической защиты не приводит к ухудшению адгезии, снижению ударной прочности или увеличению отслоений покрытий. На основании полученных результатов испытаний уточнены нормативные требования по показателю прочности покрытия при ударе.
Ключевые слова: портовые сооружения, причальные сооружения, лакокрасочные покрытия, полимерные покрытия, антикоррозионная защита, отверждение, адгезия покрытий, ударная прочность
Для цитирования:
Ревин П. О., Макаренко А. В. Исследование долговечности антикоррозионных покрытий для защиты причальных сооружений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 470–479. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-470-479
Список литературы:↓
[1] Елагина О. Ю., Ревин П. О., Мамонов С. В. Исследование возможности применения металлизационных протекторных покрытий для антикоррозионной защиты причальных сооружений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 1. С. 104–111.
[2] Ревин П. О., Мамонов С. В., Колмогоров А. Н. Исследование полимерных антикоррозионных конструкций для защиты свай причальных сооружений в зоне переменного уровня // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 106–110.
[3] Дринберг А. С., Калинская Т. В., Уденко И. А. Технология судовых покрытий. М. : ЛКМ-пресс, 2016. 672 с.
[4] Chaves I. A., Melchers R. E. Pitting corrosion in pipeline steel weld zones // Corrosion Science. 2011. No. 53. P. 4026–4032.
[5] Парменова О. Н. Стойкость к питтинговой и щелевой коррозии нержавеющих сталей аустенитного класса в морской воде : автореферат дис. … канд. техн. наук. Санкт-Петербург: Центральный научно-исследовательский институт конструкционных материалов «Прометей» им. И. В. Горынина НИЦ «Курчатовский институт». 2019. 185 с.
[6] Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров : учебник для вузов / М. В. Кузнецов [и др.] М. : Недра, 1992. 238 с.
[7] Шумахер М. Морская коррозия : справочник. М. : Металлургия, 1990. 303 с.
[8] Маркович Р. А., Кан М. К., Михайлов С. В. Коррозия и методы защиты зоны перемеренного смачивания металлоконструкций гидротехнических сооружений эстакадного типа // Гидротехника. 2014. № 4. С. 28–35.
[9] Староконь И. В., Ивненко Ю. В. Исследования коррозионных процессов опорных блоков морских стационарных платформ в условиях Черного моря // Фундаментальные исследования. 2015. № 10-1. С. 72–76.
[10] Field testing of reference electrodes and anodes for cathodic protection in sea water. / A. V. Goncharov [et al.] // European Corrosion Congress “Eurocorr-2017”. Paper № 90736. Praha, Czech Republic.
[11] Berry G. Creating correlation between accelerated and live testing of fluoropolymer coatings in a marine environment // European Corrosion Congress “Eurocorr-2019”. Seville, Spain.
[12] Stifanese R., Letardi P., Traverso P. GEMS – Genoa experimental marine station: a tool for research activity and technology transfer // European Corrosion Congress “Eurocorr-2017”. Prague, Czech Republic.
[13] HarshLab1.0: One-year testing materials and components in the first offshore floating laboratory in Europe / P. Benguria [et al.] // European Corrosion Congress “Eurocorr-2017”. Prague, Czech Republic.
[14] Yamaji T., Akira Y., Abe M. Studies on the estimation of durability of protective coating methods for steel pipe pile based on the longterm marine exposure test (after 30 years) // European Corrosion Congress “Eurocorr-2017”. Prague, Czech Republic.
|
|
Защита от коррозии |
|
480-488 |
Анализ подходов при проектировании систем электрохимической защиты подземных трубопроводов в России и за рубежом
Р. В. Агиней a, Ж. Ю. Капачинских b, Е. В. Исупова a, О. Ю. Александров c
a Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
b Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Россия, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2
c Филиал ООО «Газпром инвест» «Газпром ремонт», 196084, Россия, Санкт-Петербург, ул. Киевская, 5, корп. 5
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-480-488
Аннотация: С целью совершенствования организации электрохимической защиты (ЭХЗ) магистральных нефтегазопроводов подземной прокладки в соответствии с задачами обеспечения их надежности и безопасности эксплуатации проанализированы подходы к проектированию систем ЭХЗ указанных объектов, регламентированные российскими и зарубежными международными и отраслевыми стандартами. Установлено, что основные российские стандарты – РД-91.020.00-КТН-170-17 и СТО Газпром 9.2-003-2020 – имеют существенные различия в части расчетных формул параметров системы ЭХЗ. Использование методики СТО Газпром 9.2-003-2020 при проведении проектировочных расчетов накладывает дополнительные ограничения на величину защитных потенциалов и не позволяет учесть ряд важных параметров. В методиках зарубежных стандартов фактически отсутствует понятие длины защитной зоны, в то время как российские нормы регламентируют этот параметр как определяющий при расчетах. Показаны отличия подходов к расчету параметров установок катодной защиты и анодного заземления в России и за рубежом.
Ключевые слова: электрохимическая защита, катодная защита, станция катодной защиты, установка катодной защиты, анодный заземлитель, анодное заземление, изоляционное покрытие
Для цитирования:
Анализ подходов при проектировании систем электрохимической защиты подземных трубопроводов в России и за рубежом / Р. В. Агиней [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 480–488. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-480-488
Список литературы:↓
[1] Защита трубопроводов от коррозии. Т. 1. Учеб. пособие. / Ф. М. Мустафин [и др.]. СПб. : Недра, 2005. 620 с.
[2] Земенков Ю. Д. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности: учеб. пособие. М. : Инфра-Инженерия, 2017. 608 с.
[3] Красноярский В. В., Ларионов А. К. Подземная коррозия металлов и методы борьбы с ней. М. : Издательство Министерства коммунального хозяйства РСФСР, 1962. 216 с.
[4] Pedeferri P. Cathodic protection and cathodic prevention // Construction and Building Materials. 2014. Vol. 10. No. 5. P. 391–402.
[5] Александров Ю. В., Агиней Р. В. Актуальные вопросы защиты от коррозии длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов. СПб. : Недра, 2012. 394 с.
[6] Schwenk W. Current distribution during the electrochemical corrosion protection of pipes // Corrosion Science. 1983. No. 23. P. 871–886.
[7] Рудой В. М., Останин Н. И., Зайков Ю. П. Проектирование катодной защиты подземных трубопроводов: Методические указания. Екатеринбург : ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. 29 с.
[8] Киселев В. Г. Основные принципы проектирования катодной защиты подземных металлических сооружений // Научно-технические ведомости СПбПУ. Естественные и инженерные науки. 2011. № 4. С. 111–116.
[9] Ameh E. S., Ikpeseni S. C. Pipelines cathodic protection design methodologies for impressed current and sacrificial anode systems // Nigerian Journal of Technology. 2018. Vol. 36. No. 4. P. 1072.
[10] Martin B. The limitations of cathodic protection // Proceedings Australasian Corrosion Association Conference. Newcastle, Australia. 1985.
[11] Shahad F. A. Cathodic protection design for buried steel pipes, a thesis for the degree of master of science in chemical engineering. Iraq : College of Engineering of Alnahrain University, 2013. 126 p.
[12] Габидуллин И. И., Хисматуллин А. С. Совершенствование системы катодной защиты трубопроводов // Инновационная наука в современном мире : материалы Международной (заочной) научно-практической конференции. Минск : Научно-издательский центр «Мир науки»; 2020. С. 20–24.
[13] Совершенствование нормативной базы расчета катодной защиты магистральных газопроводов / Т. К. Чипизубова [и др.] // Транспорт и хранение углеводородов. Материалы I Международной научно-технической конференции для молодых ученых. Омск : Омский государственный технический университет, 2020. С. 48–50.
[14] Numerical analysis results of the cathodic protection for the underground steel pipe by anode installation method / J.-A. Jeong [et al.] // Journal of the Korean Society of Marine Engineering. 2014. Vol. 38. No. 10. P. 1212–1216.
[15] Barlo T. J., Fessler R. R. Interpretation of the true pipe-tosoil potential on coated pipelines with holidays // Proceedings NACE Corrosion. 1983. No. 292. P. 83.
[16] Агиней Р. В., Исупова Е. В., Капачинских Ж. Ю. Исследование скорости деградации свойств антикоррозионного покрытия для подземного магистрального трубопровода на основе данных электроизмерений // Наука и техника в газовой промышленности. 2021. № 3. С. 63–72.
[17] Бэй В. Прогнозирование долговечности изоляционных покрытий газонефтепроводов по параметрам катодной защиты : автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2017. 24 с.
[18] Цюнь Ч. Совершенствование пассивной системы защиты трубопроводов от коррозии : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2017. 149 с.
[19] Local cathodic protection design based on numerical simulation / G. Cui [et al.] // Anti-Corrosion Methods and Materials. 2015. No. 62. Vol. 6. P. 407–415.
[20] Design and analysis of the cathodic protection system of oil and gas pipelines, using distributed equivalent circuit model / H. M. Oghli [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 84. P. 103–701.
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
489-497 |
Моделирование работы магистрального нефтепровода на стенде с целью определения энергоэффективных режимов
А. А. Игнатик а
a Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская 13
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-489-497
Аннотация: Проблема эффективного и рационального использования электроэнергии в трубопроводном транспорте нефти является актуальной научно-технической задачей. Одним из основных количественных критериев энергоэффективности работы нефтепровода является величина удельных энергозатрат. Она определяется как отношение потребляемой мощности насосами нефтеперекачивающих станций (и печами пунктов подогрева при «горячей» перекачке) к массовому расходу нефти. Автором проведено физическое моделирование работы магистрального нефтепровода на лабораторном гидравлическом стенде. Всего смоделировано 36 режимов. По трубопроводам стенда перекачивалась нефтесодержащая жидкость; при температуре 18 °C ее плотность составляла 1013 кг/м3, а кинематическая вязкость – 1,3 сСт. Внутренний диаметр основного трубопровода стенда составлял 35,9 мм, протяженность – 31 м. По критерию удельных энергозатрат определены шесть энергоэффективных режимов работы стенда в области малых, средних и больших расходов. Построена линия рациональных режимов в координатах «объемный расход – удельные энергозатраты». Выполнены расчеты времени работы трубопровода при комбинировании двух энергоэффективных режимов при различных плановых объемах перекачки и плановой производительности. Коэффициент полезного действия насосов принят как вспомогательный критерий энергоэффективности.
Ключевые слова: технологический режим, энергоэффективный режим, гидравлический стенд, лабораторный стенд, удельные энергозатраты, мощность насоса, физическое моделирование
Для цитирования:
Игнатик А. А. Моделирование работы магистрального нефтепровода на стенде с целью определения энергоэффективных режимов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 489–497. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-489-497
Список литературы:↓
[1] Гольянов А. И., Гольянов А. А., Кутуков С. Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 156–170.
[2] Мухаметзянов И. З., Китаев С. В., Байков И. Р. Методическое обеспечение оптимизации показателей энергоэффективности режимов транспортировки нефти по магистральным трубопроводам // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 4. С. 18–21.
[3] Лурье М. В., Штанько Е. О. Оптимизация режимов работы магистрального нефтепровода по критерию минимальных затрат на оплату электрической энергии // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 190–197.
[4] Семин С. Л., Федоров П. В. Оптимизация технологических режимов магистрального трубопровода в условиях работы пунктов подогрева нефти и применения противотурбулентных присадок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 650–655.
[5] Бархатов А. Ф. Основные проблемы энергосбережения в трубопроводном транспорте и направления их решения // Территория Нефтегаз. 2015. № 6. С. 132–138.
[6] Рябцев Е. А. Методика критериальной оценки энергоэффективности магистральных насосов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 304–309.
[7] Повышение энергоэффективности работы трубопровода, оборудованного частотно-регулируемым приводом, в условиях неполной загрузки / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 683–691.
[8] Ревель-Муроз П. А. Методика оценки энергоэффективности объектов действующих магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 12–15.
[9] Богданов Р. М., Лукин С. В. Моделирование режимов работы магистральных нефтепроводов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. № 12. С. 33–38.
[10] Гумеров А. Г., Шутов А. А., Штукатуров К. Ю. Программный комплекс «NIPAL»: моделирование режимов работы трубопровода, перекачивающего реологически сложные нефти // Нефтяное хозяйство. 2004. № 6. С. 106–109.
[11] Разбойников А. А., Барсуков Н. С. Разработка методики оценки энергетической эффективности магистрального нефтепровода // Экспозиция Нефть Газ. 2019. № 2. С. 65–69.
[12] Разработка экспертной системы оценки энергоэффективности нефтепровода / М. О. Сбродова [и др.] // Успехи современного естествознания. 2019. № 3. С. 84–89.
[13] Методика оценки теплопроводности органических отложений на лабораторной установке Wax Flow Loop / П. Ю. Илюшин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 622–629.
[14] Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для вузов / П. И. Тугунов [и др.]. Уфа, 2002. 658 с.
[15] Коршак А. А., Нечваль А. М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов. 2016. 540 с.
[16] Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов / Б. Н. Мастобаев [и др.]. В 2 т. Т. 1. М. : Недра, 2017. 494 с.
[17] Земенков Ю. Д. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. М., 2006. 928 с.
[18] Коршак А. А., Морозова Н. В. Выбор формул для гидравлического расчета нефте- и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. 2021. № 3. С. 113–117.
[19] Емцев Б. Т. Техническая гидромеханика: учебник для вузов. М. : Машиностроение, 1978. 463 с.
[20] Повх И. Л. Техническая гидромеханика: учеб. пособие для вузов. Л. : Машиностроение, 1976. 504 с.
|
|
Ремонт трубопроводов |
|
498-504 |
Определение приоритетности методов обеспечения работоспособности магистральных трубопроводов
Ли Куньлинь а, В. А. Короленок, А. М. Короленок a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Москва, Россия, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-5-498-504
Аннотация: В условиях эксплуатации сложных производственных систем, ограниченности финансовых и технологических ресурсов необходима разработка методов управления ремонтными работами на объектах трубопроводного транспорта. Обеспечение работоспособности магистральных трубопроводов – сложная задача математического моделирования, решение которой предполагает обоснованный выбор методов, групп критериев и акторов, которые в конечном итоге позволяют оценить эффективность предлагаемых управленческих решений. Авторами представлена система определения приоритетности планирования очередности и прогнозирования сроков производства ремонтных работ на линейной части магистральных трубопроводов, позволяющая решать задачи организационного управления данными процессами. Выполнено математическое моделирование анализа эффективности применяемых методов обеспечения работоспособности трубопровода, показавшее, что наиболее эффективным методом является прогнозирование объемов производства строительно-монтажных работ, на втором месте – повышение производительности труда, на третьем – увеличение объема ресурсного обеспечения, на четвертом – повышение качества выполненных работ.
Ключевые слова: капитальный ремонт трубопроводов, управление ремонтом, теория принятия решений, вектор приоритетов, задачи выбора, математическое моделирование
Для цитирования:
Ли Куньлинь, Короленок В. А., Короленок А. М. Определение приоритетности методов обеспечения работоспособности магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 5. С. 498–504. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-498-504
Список литературы:↓
[1] Минько Э. В., Минько А. Э. Методы прогнозирования и исследования операций. М. : Инфра-М, 2010. 480 с.
[2] Шурыгин А. М. Математические методы прогнозирования. М. : Горячая Линия – Телеком, 2009. 180 с.
[3] Есипов Б. А. Методы исследования операций. М. : Лань, 2010. 256 с.
[4] Рогов С. Ф. Математические методы в теории принятия решений. М. : Спутник +, 2013. 148 с.
[5] Юдин Д. Б. Теория и методы принятия решений. М. : Наука, 1989. 320 с.
[6] Петровский А. Б. Теория принятия решений. М. : Академия, 2009. 400 с.
[7] Бодров В. И., Лазарева Т. Я., Мартемьянов Ю. Ф. Методы исследования операций при принятии решений. Тамбов : Тамбовский государственный технический университет, 2004. 160 с.
[8] Саати Т. Л. Принятие решений при зависимостях и обратных связях. Аналитические сети. М. : ЛКИ, 2008. 360 с.
[9] Короленок A. M. Методология прогнозирования капитального ремонта магистральных газопроводов: учеб. пособие. М. : ИРЦ Газпром, 2004. 310 с.
[10] Белостоцкий М. А., Короленок А. М. Совершенствование методов планирования ремонтных работ на основе анализа надежности нефтепроводной системы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 5. С. 562–568.
[11] Фридлянд Я. М., Короленок А. М., Колотилов Ю. В. Контроль затрат на ремонтные работы в условиях обеспечения безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 38–41.
[12] Фридлянд Я. М., Короленок А. М. Применение логиковероятностного подхода к ранжированию участков линейной части магистральных трубопроводов для оптимизации выполнения ремонта // Нефтяное хозяйство. 2017. № 8. С. 124–129.
|
